市場環(huán)境下區(qū)域電網(wǎng)輸電定價方法探討

魏莉

【摘 要】 輸電價格形成機制應與電力市場建設(shè)協(xié)同。文章基于輸電定價的基本理論并借鑒國際實踐，綜合我國區(qū)域電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、負荷分布及區(qū)域電力市場發(fā)展趨勢，從成本的公平分攤和促進市場競爭效率的提高等目標著手，研究了共用網(wǎng)絡(luò)價格+接入價的區(qū)域電網(wǎng)輸電價格結(jié)構(gòu)，并對共用網(wǎng)絡(luò)價格和接入價的定價方法進行了初步探索和研究，以期為我國輸配電價改革的進一步深化提供有益的參考。

【關(guān)鍵詞】 區(qū)域電網(wǎng); 輸配電價改革; 現(xiàn)貨市場; 輸電定價

【中圖分類號】 F426.61;F726? 【文獻標識碼】 A? 【文章編號】 1004-5937（2021）21-0039-05

我國新一輪電力體制改革的重點任務之一是有序推進電價改革，理順電價形成機制，以價格信號引導電力資源的合理開發(fā)和利用。目前我國的電價分為上網(wǎng)環(huán)節(jié)、銷售環(huán)節(jié)和輸配環(huán)節(jié)。

電價改革的重點，是價格形成機制的轉(zhuǎn)變，即按照“管住中間、放開兩頭”的思想將發(fā)電、售電等競爭性環(huán)節(jié)的價格從政府定價轉(zhuǎn)向市場競價，并核定獨立的輸配電價。在政府定價階段，價格形成機制設(shè)計的難度并不大，重點考慮可操作性和政策效果。但在電力市場建設(shè)后，價格形成機制設(shè)計的關(guān)注點與政府定價階段存在很多不同，這也是改革的難點和重點。

在上述背景下，本文對區(qū)域電網(wǎng)的現(xiàn)狀及其現(xiàn)行的輸電價格機制進行梳理;之后，借鑒國外跨國跨區(qū)輸電服務價格體系與定價機制，針對現(xiàn)貨市場不斷探索的現(xiàn)狀，提出區(qū)域電網(wǎng)在市場機制下的輸電價格機制設(shè)計方案，并與現(xiàn)行價格機制結(jié)合提出建議。

一、我國輸配電價改革歷程

2015年3月，中共中央、國務院發(fā)布《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），提出了新一輪電力體制改革的目標是建立健全電力行業(yè)市場體制、理順價格形成機制、有序放開競爭性業(yè)務、實現(xiàn)供應多元化、提高安全可靠性、促進公平競爭和促進節(jié)能環(huán)保，改革的主要任務是“三放開、一獨立、三強化”。

2015年4月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于貫徹中發(fā)〔2015〕9號文件精神，加快推進輸配電價改革的通知》（發(fā)改價格〔2015〕742號），要求擴大輸配電價試點省份范圍，按“準許成本加合理收益”原則單獨核定輸配電價，改變對電網(wǎng)企業(yè)的監(jiān)管模式。

2015年6月，國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2015〕1347號），確定了輸配電定價成本監(jiān)審遵循的原則、成本構(gòu)成和歸集辦法，以及輸配電定價關(guān)鍵成本指標的核定方法和標準。

2015年11月，國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)《關(guān)于推進輸配電價改革的實施意見》，基于總體目標和基本原則提出輸配電價改革的主要措施為：逐步擴大輸配電價改革試點范圍，認真開展輸配電價測算工作，分類推進交叉補貼改革，明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。

2016年12月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2016〕2711號），對省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)的準許收入的計算方法、輸配電價的計算方法、輸配電價的調(diào)整機制進行了規(guī)定。

2017年12月，國家發(fā)展改革委發(fā)布發(fā)改價格〔2017〕2269號文件，即《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法（試行）》《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法（試行）》《關(guān)于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》，進一步完善了我國輸配電價定價體系。

2019年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）;2020年印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕100號）、《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號）;2021年印發(fā)《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格〔2021〕1455號）。對我國區(qū)域電網(wǎng)輸電定價和省級電網(wǎng)輸配電價定價方法進行進一步科學化、規(guī)范化。

二、我國區(qū)域電網(wǎng)及輸電定價機制的現(xiàn)狀

國家發(fā)展改革委按照定價主體與運營主體保持一致的原則將輸配電資產(chǎn)按照跨區(qū)專項工程、區(qū)域電網(wǎng)、省級電網(wǎng)進行劃分，分別進行成本監(jiān)審并核定輸配電價格。輸配電價作為電價的重要組成部分，其價格水平與價格結(jié)構(gòu)直接影響電價形成的公平性及有效性。因此，推進輸配電價改革，建立健全的輸配電價體系與科學合理的輸配電價機制，正是放開競爭性電力價格，形成市場化電價機制的重要前提之一。

2017年國家發(fā)展改革委提出全面推進我國區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革工作，區(qū)域電網(wǎng)作為中間層級，其功能主要是為跨區(qū)和省級電網(wǎng)提供安全支撐，對上確?？鐓^(qū)特高壓直流“送得出、流得動、落得下”，對下確保省級電網(wǎng)“安全穩(wěn)定、相互支援、調(diào)劑余缺”。在華北區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革試點的基礎(chǔ)上，組織并開展了華東、華中、東北、西北等區(qū)域電網(wǎng)的輸電價格核定工作，確立了2018—2019年作為區(qū)域電網(wǎng)輸電價格第一監(jiān)管周期、2020—2022年作為第二監(jiān)管周期，出臺了輸電價格核定方案。

（一）電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

根據(jù)國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于核定2020—2022年區(qū)域電網(wǎng)輸電價格的通知》（發(fā)改價格〔2020〕1441號），國家電網(wǎng)公司核價范圍包括東北、西北、華北、華東、華中等區(qū)域電網(wǎng)。從電網(wǎng)運行特點來看，西北電網(wǎng)、東北電網(wǎng)為送出型電網(wǎng)，華北、華東電網(wǎng)為受入型電網(wǎng)，華中電網(wǎng)形成送受并重的格局，因此，西北、東北的電能需要通過跨區(qū)直流輸電通道向華北、華東、華中等省區(qū)流動。

（二）輸電價格機制

在第二輪輸配電價改革中，國家發(fā)展改革委修訂后印發(fā)了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》《區(qū)域電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，保留了“準許成本+合理收益”的定價原則，繼續(xù)鞏固了“監(jiān)審辦法+定價辦法”的輸配電價體系，確定了電量電價和容量電價的兩部制電價機制，電量電價隨著區(qū)域電網(wǎng)交易電量收取，容量電價需要先傳導至省級電網(wǎng)，再通過終端銷售電價傳導。

目前已順利完成兩個監(jiān)管周期價格核定，兩個監(jiān)管周期形成鞏固了科學獨立的輸配電價機制，保障區(qū)域電網(wǎng)運行穩(wěn)定，支持了電網(wǎng)的可持續(xù)發(fā)展。但是區(qū)域電網(wǎng)輸電價格機制與目前現(xiàn)貨市場交易規(guī)則存在銜接不足，跨省跨區(qū)電量直接參與受端市場競爭，涉及電源的公平競爭問題與低價電誰來享受的問題，也存在著市場交易時序、交易規(guī)則、通道利用等方面問題。

三、區(qū)域電網(wǎng)輸電定價理論方法與國際實踐

根據(jù)輸電定價理論和國際實踐，輸電價格體系建立和輸電定價機制的選擇充分考慮輸電網(wǎng)絡(luò)的功能與服務對象，確保輸電定價與輸電網(wǎng)絡(luò)的功能與服務對象相匹配。本文將從準許成本的歸集和準許收入的核定、輸電定價機制的選擇等角度進行分析和闡述。

（一）準許成本的歸集和準許收入的核定

在準許成本的歸集和準許收入的核定方面，實踐中通常按照同一功能，對同一用戶群體提供相同服務的輸電網(wǎng)絡(luò)資產(chǎn)進行成本歸集，采用統(tǒng)一的方法或標準核定輸電價格，這樣做的目的在于[1]：

1.促進區(qū)域內(nèi)跨省電力交易的順利開展，提高電力資源配置的效率。根據(jù)國際實踐經(jīng)驗，將具有相同功能的輸電網(wǎng)資產(chǎn)按照屬地原則核定輸電價格，為區(qū)內(nèi)跨省（州）電力交易提供價格信號，促進電力資源配置。

2.提高電價管理效率，降低輸電價格監(jiān)管的成本。將具有相同功能的輸電網(wǎng)資產(chǎn)按照輸電原則分別定價，即按?。ㄖ荩┖硕ú煌Y(jié)構(gòu)和水平的輸電價格，將在很大程度上提高電價管理和監(jiān)管的工作量，降低電價管理和監(jiān)管的效率。

從國際實踐來看，電力市場化成熟國家及地區(qū)，如美國、英國及澳大利亞等，均根據(jù)實際的電力調(diào)度范圍劃分輸電價格核價范圍，如表1所示。

（二）輸電定價機制的選擇

在定價機制的選擇方面，輸電定價機制的選擇需要與目標地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和負荷分布情況，乃至電力批發(fā)市場定價機制相適應。從國際實踐來看，得到廣泛應用的輸電定價方法主要有郵票法[5]、峰荷責任法和分區(qū)定價法[6]，或稱為“點費率法”（point-of-connection tariff）。郵票法是一種會計成本定價法，該方法不需要計算潮流，與輸電距離的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)無關(guān)。在計算時，先計算定價范圍內(nèi)輸配電網(wǎng)（如某一電壓等級電網(wǎng)等）的輸配電服務總成本，然后在所有該輸配電網(wǎng)范圍內(nèi)進行的電力交易中，按照實際總用電量平均分攤輸配電成本。峰荷責任法是一種會計成本與邊際成本定價相結(jié)合的輸電定價方法，該方法指在系統(tǒng)負荷高峰時段，以各電壓等級各類用戶負荷在系統(tǒng)總負荷中的占比為基礎(chǔ)，進行輸配電成本分攤，計算分電壓等級或分用戶類別的輸配電價。分區(qū)定價法是一種會計成本與邊際成本相結(jié)合的輸電定價方法。該方法的特點在于，通過該方法定價后每一節(jié)點的輸電價水平不同，且在一定時期（不短于1年）內(nèi)保持價格水平不變。不同方法提供的價格信號不同，適用性也不同，如表2所示。

四、我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)

隨著我國輸電價格改革的逐步推進，在全國范圍內(nèi)已建立起以跨區(qū)、區(qū)域、省級電網(wǎng)輸配電價制度體系，提升了輸配電價的規(guī)范性、合理性，逐步形成完善的輸配電價定價機制。在科學合理的輸配電價機制的基礎(chǔ)上，逐步建立適應我國經(jīng)濟發(fā)展的電力現(xiàn)貨市場。我國從省級電力現(xiàn)貨市場先行進行試點研究，明確建立省級電力市場交易規(guī)則，搭建公開透明、功能完善的省級電力現(xiàn)貨交易平臺，配合制定省級電力現(xiàn)貨市場試點結(jié)算機制和定價方式，促進資源優(yōu)化配置，支持地方和實體經(jīng)濟發(fā)展。隨著區(qū)域電網(wǎng)輸配電價機制不斷完善，省級電力現(xiàn)貨市場的逐步成熟，為促進省間資源優(yōu)化配置，在省級電力現(xiàn)貨基礎(chǔ)上建設(shè)全國電力交易市場，亟須建立與之相配套的電力現(xiàn)貨市場定價機制，本文對全國電力交易市場建立下的區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價方法進行了初步探索和研究。

（一）我國電力現(xiàn)貨市場改革歷程

2017年7月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于同意印發(fā)〈跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點規(guī)則（試行）〉的復函》（國能函監(jiān)管〔2017〕46號），2017年8月18日正式啟動跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點工作。2017年8月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號），選擇廣東、浙江、山西等8個地區(qū)作為第一批試點。

2019年8月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》（發(fā)改辦能源規(guī)〔2019〕828號），針對電力現(xiàn)貨市場銜接機制、運營機制、運營能力等6個關(guān)鍵問題進行了明確。

2020年2月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)則運作的實施意見的通知》（發(fā)改體改〔2020〕234號），要求“調(diào)度機構(gòu)嚴格按照交易規(guī)則開展包括日前、日內(nèi)、實時電量交易及輔助服務在內(nèi)的現(xiàn)貨出清和執(zhí)行”。

2020年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結(jié)算相關(guān)工作的通知》（發(fā)改辦能源規(guī)〔2020〕245號），對電力中長期交易合同銜接、不平衡資金、季節(jié)和峰谷分時電價、規(guī)范確定市場限價、市場運營機構(gòu)及技術(shù)支持系統(tǒng)開發(fā)方中立性管理、市場力風險防范、市場注冊管理7個方面內(nèi)容進行了總體要求。

（二）結(jié)算機制

根據(jù)國家能源局批復，2017年8月14日，國家電網(wǎng)公司印發(fā)《跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點規(guī)則（試行）》，8月18日正式啟動西北棄風、棄光及四川棄水電能跨區(qū)現(xiàn)貨交易試點。為充分利用全網(wǎng)調(diào)峰資源和跨省區(qū)通道能力，最大限度促進可再生能源消納，減少棄風、棄光、棄水，明確了日前和日內(nèi)現(xiàn)貨交易結(jié)算采用日清月結(jié)方式。

結(jié)合現(xiàn)行現(xiàn)貨交易規(guī)則，省間和省內(nèi)市場現(xiàn)貨交易根據(jù)市場主體意愿靈活開展，省間考慮主要斷面、輸電通道的優(yōu)化出清，根據(jù)省間出清結(jié)果，再開展省內(nèi)出清。省間和省內(nèi)市場主體在全國統(tǒng)一電力市場平臺申報，各省將總體購、售電需求及價格曲線進行擬合后報送省間交易平臺，形成的交易結(jié)果作為省內(nèi)市場的邊界條件。省間市場交易確定后，省內(nèi)市場再行組織交易，滿足省內(nèi)用戶用電需求。

現(xiàn)貨交易近期以省內(nèi)市場為試點，以省間、省內(nèi)“統(tǒng)一市場、兩級運作”起步，主要開展現(xiàn)貨電能交易和輔助服務交易，建立容量成本回收機制。中遠期，隨著輸配電價、交叉補貼、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、電力電量平衡格局、技術(shù)能力等市場基礎(chǔ)條件的變化，推進省間、省內(nèi)市場逐步融合，擴大市場主體范圍、豐富交易品種，向全國統(tǒng)一電力市場過渡。

目前輔助服務以省內(nèi)為主開展，省間輔助服務市場為補充。以后逐步推進省間現(xiàn)貨市場與區(qū)域調(diào)峰輔助服務市場的融合，構(gòu)建輔助服務成本分攤機制。

關(guān)于容量成本回收機制，考慮激勵常規(guī)火電投資建設(shè)、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和運行安全，可根據(jù)發(fā)電成本、用電需求、系統(tǒng)可靠性要求等因素，確定容量電價。容量成本納入市場運營公共服務成本，分攤至用戶側(cè)。容量市場可按照多年、年度、月度等開展容量交易，可由市場運營機構(gòu)購買并將成本分攤至用戶側(cè)。

（三）試點情況

現(xiàn)行8個試點地區(qū)基本是組織省內(nèi)現(xiàn)貨交易，采用發(fā)用雙方共同參與的雙邊交易方式，主要以日前、實時交易為主，因地制宜選取交易模式，結(jié)合實際、穩(wěn)妥推進，逐步擴大省級現(xiàn)貨試點覆蓋范圍。日前交易綜合考慮中長期合同、日前負荷及新能源發(fā)電預測等，形成機組組合和發(fā)用電計劃;日內(nèi)實時交易主要用于解決實時平衡偏差調(diào)整問題。省內(nèi)市場主要優(yōu)化省內(nèi)資源配置，保障電力電量供需平衡和安全供電秩序。

目前試點省份中山西、浙江、山東采用發(fā)電側(cè)節(jié)點電價、用戶側(cè)節(jié)點加權(quán)平均電價;甘肅采用分區(qū)邊際電價;福建、四川采用系統(tǒng)邊際價格。

五、我國電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下區(qū)域電網(wǎng)輸電定價方法的思考

現(xiàn)貨市場交易[7]是與電力系統(tǒng)物理運行相耦合、滿足市場成員交易意愿的交易行為，并為阻塞管理①和輔助服務提供調(diào)節(jié)手段和經(jīng)濟信號。現(xiàn)貨電價是以競價出清的組織方式促進了電量交易的充分競爭，實現(xiàn)了電力資源的高效、優(yōu)化配置，能夠有效引導電源、電網(wǎng)的合理規(guī)劃，為建設(shè)投資提供量化決策依據(jù)。

（一）價格分攤體系

在未來成熟的區(qū)域電力市場環(huán)境下，電力用戶和發(fā)電廠均需要從電力市場買賣電能。由于區(qū)域輸電網(wǎng)絡(luò)日益完善形成交流環(huán)網(wǎng)，以及電力環(huán)流的存在，區(qū)域內(nèi)原有的“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程逐漸向區(qū)域共用網(wǎng)絡(luò)演變，因而繼續(xù)根據(jù)原有的輸電工程劃分標準分開核定“網(wǎng)對網(wǎng)”專項工程輸電價格不利于送出電廠的公平競爭，區(qū)域電網(wǎng)輸電價格應由“跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格”和“接入價”兩部分構(gòu)成。其中，“跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格”采取“分區(qū)定價法”定價，按照單一容量電價進行定價，而接入價采取“淺度回收模式”進行定價，按照固定電費的形式進行收費。從分攤對象來看，在電力現(xiàn)貨市場成熟階段，“跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格”由接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)的發(fā)電廠和各省市的電力用戶分攤，而接入價由“配套送出工程的發(fā)電廠”承擔。具體如圖1。

（二）價格形成機制設(shè)計

1.跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格

在我國區(qū)域電網(wǎng)逐漸發(fā)展成熟后，各區(qū)域內(nèi)省間電網(wǎng)間具有緊密的交流連接，存在特高壓環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，潮流存在頻繁的跨省流動。在此情況下，方案設(shè)計擬采用分區(qū)定價的方法，進行跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格機制的設(shè)計，分區(qū)定價法確定的跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格用于回收共用網(wǎng)絡(luò)投資和運維成本。如仍按照現(xiàn)行方式，僅由電力用戶支付輸電費用，則可能出現(xiàn)電力市場競爭不公平的問題。以西南水電送華中四省為例：

在未來成熟的電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，河南、湖北等省份作為重要負荷中心，具有向區(qū)域市場購電的強烈意愿，而四川等西部省份作為電源中心，其低廉的水電將具有一定的競爭優(yōu)勢。在系統(tǒng)阻塞不嚴重的時段，電力現(xiàn)貨市場將以系統(tǒng)出清價格結(jié)算，如果仍實施現(xiàn)行的，僅由用戶支付的輸電費時，將出現(xiàn)以下兩種情況：

第一，西南地區(qū)水電能夠滿足華中地區(qū)電力負荷需求，系統(tǒng)出清價將以西南地區(qū)水電的報價結(jié)算。此時，河南、江西等省份的火電機組將難以中標，對其經(jīng)營發(fā)展造成較大影響，同時也對負荷中心的電壓穩(wěn)定帶來一定的隱患。

第二，西南地區(qū)水電不能夠滿足華中區(qū)域電力負荷需求，系統(tǒng)出清價將以河南、江西等地區(qū)的火電報價結(jié)算。此時，由于火電機組發(fā)電的邊際成本遠高于水電，區(qū)域電網(wǎng)電力用戶的用電價格將被整體抬高，西南地區(qū)的水電機組將獲得額外的發(fā)電利潤。

從本質(zhì)上看，造成這種現(xiàn)象的根源在于現(xiàn)行的、僅由電力用戶支付的輸電定價機制。西南地區(qū)水電能夠向負荷中心地區(qū)送電的重要原因在于跨省輸電線路的投資與建設(shè)，而僅由電力用戶支付輸電費的政策將造成輸電成本在發(fā)電廠與電力用戶之間的不公平分攤問題。不僅如此，不提供位置信號的輸電價格還會造成各發(fā)電廠競爭的不公平性。如發(fā)電側(cè)不支付輸電費或支付相同的輸電價，就相當于用西南水電的離岸價與負荷中心火電的到岸價進行競爭，使負荷中心電廠失去競爭優(yōu)勢，正如上面的例子中描述的一樣，造成市場競爭的不公平。

因此，在未來的成熟電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，應采取由發(fā)電和用戶共同分攤的分區(qū)定價的方法核定輸電價格，為發(fā)電廠和電力用戶提供位置信號，在促進輸電成本分攤公平性的同時，維護市場競爭的公平性，支持電力市場的安全運行和健康發(fā)展。

2.接入價

根據(jù)國際實踐，接入價定價中存在“淺度回收”[8]和“深度回收”[9]兩種回收模式。其中，“淺度回收模式”指僅通過接入價回收發(fā)電廠的“專用接入資產(chǎn)”部分的投資及運維成本。而“深度回收模式”指除發(fā)電廠的“專用接入資產(chǎn)”部分的投資及運維成本外，還要通過接入價回收部分共用網(wǎng)絡(luò)輸配電服務成本。接入價回收模式的選擇不僅與系統(tǒng)容量的充裕度相關(guān)，還和共用網(wǎng)絡(luò)輸電定價的價格機制選擇密切相關(guān)，其原則在于不影響輸電價格信號的作用[10]。根據(jù)國際實踐經(jīng)驗，在共用網(wǎng)絡(luò)輸電定價選擇諸如“郵票法”等不提供位置信號的方法時，接入價應選擇“深度回收模式”，而當共用網(wǎng)絡(luò)輸電定價選擇“分區(qū)定價”時，接入價定價一般選擇“淺度回收模式”。

對于區(qū)域電網(wǎng)來說，在共用網(wǎng)絡(luò)輸電定價選擇“分區(qū)定價”的情況下，為保證輸電價格信號組合作用的有效性，接入價應選擇“淺度回收模式”。在價格形式方面，由于發(fā)電廠配套送出工程具有專用的性質(zhì)，為保證成本的合理回收，應采取“固定電費”的形式向發(fā)電廠收費。

六、結(jié)語

本文通過對我國區(qū)域電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和現(xiàn)行的輸電定價機制的總結(jié)，以及對輸電定價理論和定價方法的梳理和分析，對電力市場環(huán)境下區(qū)域電網(wǎng)輸電定價方案進行了設(shè)計，得出以下結(jié)論：

1.不同的輸電價格體系和定價方法有其不同的適用環(huán)境，需要兼顧區(qū)域輸電網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)特點、所服務的電力市場模式及其輸電價格形成機制乃至特定的公共政策等多種因素來選擇和設(shè)計。

2.在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，區(qū)域電網(wǎng)輸電價格應采取“跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格+發(fā)電廠接入價”的價格結(jié)構(gòu)。

3.為了規(guī)范區(qū)域電網(wǎng)輸電價格機制，促進跨省電力交易和電力資源優(yōu)化配置，應將所有提供跨省輸變電服務的資產(chǎn)進行統(tǒng)一核價，并采取“分區(qū)定價法”制定“跨省共用網(wǎng)絡(luò)輸電價格”，由發(fā)電企業(yè)與電力用戶共擔輸配電服務成本，以促進發(fā)電企業(yè)之間的公平競爭，保障送、受端電網(wǎng)中電力用戶間輸電成本公平分擔。

區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革要體現(xiàn)不同電力用戶和發(fā)電廠對輸電網(wǎng)的使用程度，促進輸電成本的公平分攤;與電力現(xiàn)貨市場定價機制相配合，從短期優(yōu)化電力系統(tǒng)的運行，從長期引導電網(wǎng)用戶合理選址，提高電網(wǎng)投資效率，促進資源的優(yōu)化配置。

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